.

.

.

.

.

.

ХРАНЕНИЕ И

ТРАНСПОРТИРОВКА

СЫРОЙ НЕФТИ,

ПРИРОДНОГО ГАЗА,

ЖИДКИХ

НЕФТЕПРОДУКТОВ

И ДРУГИХ

ХИМИЧЕСКИХ

ВЕЩЕСТВ

.

.

.

.

.

.

.

Продуктопроводы, морские суда, автоцистерны и другие средства транспортировки используются для перевозки сырой нефти, сжатых и сжиженных углеродных газов, жидких нефтепродуктов и других химических веществ от места добычи или производства до терминалов продуктопроводов, перерабатывающих заводов, дистрибьюторов и потребителей.

Жидкая нефть и жидкие нефтепродукты транспортируют, хранят и обрабатывают в их естественном жидком состоянии. Углеводородные газы транспортируются, хранятся и обрабатываются как в газообразном, так и в жидком состоянии и должны полностью содержаться в трубах, продуктопроводах, танках, цистернах и других контейнерах до их использования. Самая важная характеристика сжиженных  углеводородных газов (СУВГ) состоит в том, что их хранят, обрабатывают и перевозят как жидком состоянии, что позволяет использовать относительно небольшие объемы, а затем во время использования превращать жидкость в газ. Например сжиженный природный газ (СПГ) хранится при температуре . При увеличении давления разница в занимаемом объеме и атмосферной температуре вынуждает жидкость расшириться и перейти в газообразное состояние. Один галлон (3,8л) СПГ превращается приблизительно в 2,5 м. куб. природного газа при нормальной температуре и давлении. Так как сжиженный газ гораздо более «концентрирован», чем сжатый газ, его можно перевести и доставить в контейнере одного и того же размера. 

.

Продуктопроводы.
.

Как правило, сырая нефть, природный газ, сжиженный природный газ, сжиженный попутный нефтяной газ (СПГ) и нефтепродукты в какой – то момент своего пути от скважины поступают на нефтеперерабатывающий завод или газовую установку, затем на терминал и, в конце концов, к потребителю. 

Наземные, подводные и подземные продуктопроводы, различаясь в диаметре труб, которые могут быть от нескольких сантиметров до метра и более, движут огромные объемы сырой нефти, природного газа, СУГ и жидких нефтепродуктов. Нефтепроводы проходят по всему миру, через реки, озера, моря, болота и леса, под горами и через горы, под большими и малыми городами.

Строительство продуктопроводов процесс трудный и дорогостоящий. Но когда строительство завершено, при правильном обслуживании и эксплуатации, они являются одним из самых безопасных и самых экономически выгодных средств транспортировки выше перечисленных продуктов. 

Сырая нефть, сжатый природный газ и жидкие нефтепродукты транспортируются на большие расстояния по трубам со скоростью от 5,5 до 9 км/час мощными насосами или компрессорами, расположенными вдоль веток продуктопровода на интервалах от 90 до более 270 км.

Величина расстояния между насосами или компрессорными станциями зависит от мощности насосов, вязкости продукта, диаметров трубы продуктопровода и рельефа местности, через который проложен продуктопровод. Не зависимо от величины этих факторов, давление в трубе и скорость потока контролируется системой таким образом, чтобы поддерживать непрерывное движение продукта внутри продуктопровода.

.

Типы продуктопроводов.

.

Четыре основных типа продуктопроводов в нефтяной и газовой промышленности: выкидная линия, промысловый магистральный трубопровод, основной магистральный продуктопровод и терминальные продуктопроводы жидких нефтепродуктов. 

1) Выкидная линия. По выкидным линиям сырая нефть или природный газ движутся от промысловой скважины до промысловых танков хранения или резервуаров. Выкидные линии могут быть диаметром 5 см. на более старых промыслах низкого давления с небольшим количеством скважин, но на промыслах высокого давления, с множеством скважин трубы гораздо большего диаметра. На морских платформах выкидные линии используют для транспортировки сырой нефти и газа от скважины к хранилищам платформы и погрузочным мощностям. Отводная линия это один из видов выкидной линии, которая выводит нефть, полученную на единственном отводе, в танк хранения. 

2) Промысловый магистральный трубопровод и фидерные линии. Промысловые магистральные линии собирают нефть и газ из различных промыслов для последующей перекачки до центральных накопителей, например, от резервуаров с сырой нефтью или готовых установок до морских терминалов. Фидерные линии собирают нефть и газ из нескольких точек для доставки прямо в магистральный продуктопровод, например, по ним сырая нефть с морских платформ поступает на береговые откидные магистральные линии. Как правило, трубы промысловых и фидерных линий имеют больший диаметр, чем трубы откидных продуктопроводов. 

3) Магистральные (основные) продуктопроводы. По ним сырая нефть и натуральный газ движется от нефтегазодобывающих районов или морских портов на большие расстояния до нефтеперерабатывающих заводов и от нефтеперерабатывающих заводов до нефтехранилищ и распределительных систем посредством труб диаметром от 1 до 3 м магистральных нефтепроводов. 

4) Магистральные нефти продуктопроводы. По этим продуктопроводам транспортируются жидкие нефтепродукты, такие как бензин и нефтяное топливо от нефтеперерабатывающих заводов до терминалов, и от морских и трубопроводных терминалов до распределительных терминалов.

Продуктопроводы могут также распределять продукты, полученные на терминалах на крупные установки и хранилища потребителей, и иногда от нефтеперерабатывающих заводов непосредственно потребителям. 

Нефтяные продуктопроводы используются для доставки ЖНП от нефтеперерабатывающих заводов до складских мощностей дистрибьюторов или крупных индустриальных пользователей.

.

Нормативы, правила и стандарты.

Продуктопроводы должны строиться и эксплуатироваться таким образом, что – бы соответствовать стандартам безопасности людей и окружающей среды, которые разработаны промышленными ассоциациями. 

Прокладка продуктопроводов.

Трассы продуктопроводов планируют, используя топографические карты, полученные с помощью аэросъемок; затем следует уже наземная топографическая съемка. После определения трассы, получения права ограждения полосы по маршруту продуктопровода и разрешения на строительство, необходимо разбить базовые лагеря и организовать инфраструктуру для подъезда строительного оборудования. Продуктопроводы можно прокладывать последовательно, или одновременно, прокладывая секции, которые потом стыкуются. 

Первый шаг к прокладке продуктопровода – это строительство вспомогательной дороги вдоль трассы продуктопровода шириной 15–20м.; эта дорога используется как опорная база для прокладки продуктопровода, а также для оборудования соединения секций труб, выемки земли для укладки труб с последующей их засыпкой. 

Трубные секции укладываются на земле вдоль вспомогательной дороги. Концы труб зачищаются, трубы сгибают горизонтально или вертикально, в зависимости от условий стыковки, и секция удерживается над землей в нужной позиции упорными колодками, и соединяют с помощью электрической дуговой сварки.

Сварочные швы проверяются визуально, а затем гамма излучением для обнаружения дефектов. Каждую подсоединяемую секцию покрывают жидкой мыльной пеной и продувают сжатым воздухом для выявления утечек.

Продуктопровод чистят, грунтуют и покрывают горячим, подобным смоле, материалом для предотвращения коррозии и обматывают с внешней стороны слоем плотной бумаги, минеральной ватой или пластмассой. Если трубы должны находиться в земле, низ траншеи покрывают песком и гравием. Трубу иногда приходиться закреплять короткими бетонными рукавами, чтобы предотвратить ее подъем под давлением подпочвенных вод. После размещения трубы в траншее, ее засыпают и поверхность над траншеей приводят к прежнему обычному виду. После покраски и обмотки, надземные трубы поднимают на подготовленные опоры или стойки, имеющие различные конструктивные характеристики, например, против ударные в случае землетрясения. Трубы продуктопровода могут иметь изоляцию или проверять температуру устройствами мониторинга, чтобы поддерживать нужную по всему маршруту транспортировки. Все секции продуктопровода подвергаются гидростатическому тестированию до закачки газа или жидких углеводородных продуктов. 

.

Эксплуатация продуктопроводов.

.

Продуктопроводы принадлежат или эксплуатируются частной компанией «ГазТрансНефть».

Тремя основными производственными требованиями для продуктопроводов являются: контроль, насосные или компрессорные станции и выходные терминалы. Важными функциями также являются хранение, очистка, связь и отправка. 
.

Контроль функционирования продуктопровода. 

.

Не зависимо от вида транспортируемого продукта, диаметра и протяженности продуктопровода и рельефа местности, работа насосных станций, величина давления и скорость потока полностью контролируется с тем, чтобы обеспечить необходимую скорость и бесперебойность перекачки. Обычно оператор и компьютер контролируют насосы, задвижки, регуляторы и компрессоры по всей системе продуктопровода из центра управления. 

.

Нефтяные насосные и газокомпрессорные станции. 

.

Насосные станции по перекачке сырой нефти и нефтепродуктов и газокомпрессорные станции размещают в устье скважины и вдоль трассы продуктопровода, для поддержания необходимого давления и объема перекачки. Насосы работают от электромоторов или дизельных двигателей, а турбины могут работать на нефтяном топливе, газе или паре. Многие станции управляются автоматически и большую часть времени не располагают персоналом. Насосы, оснащенные или не оснащенные возвратными паропроводами или линиями уравнивания давления, обычно используются на небольших продуктопроводах для транспортировки (ПГ, СНГ и сжатого природного газа (СПГ). Детекторы падения давления устанавливаются при выдаче сигнала об утечке в трубе, а клапаны ограничители потока или другие ограничивающие устройства используются, чтобы минимизировать скорость потока в случае утечки. Емкости для хранения или резервуары отделяют от основной магистральной трубы задвижками, управляемые вручную или с удаленного пульта, или кнопками главной связи.

.

.

.

Хранилища продуктов продуктопровода.

.

Терминалы сырой нефти и нефтепродуктов имеют отсечные складские танки, в которые можно направить продукты для хранения, пока их не потребуют нефтеперегонные заводы, терминал или потребитель. Другие танки, на насосных станциях продуктопроводов содержат топливо для дизельных моторов, от которых поступает энергоснабжение насосов или для электрогенераторов. Так как промыслы производят, а газопроводы перекачивают газ беспрерывно, в периоды снижения потребления, в такие как в летние месяцы, сниженные природный газ и нефтяные газы закачивают для хранения под землю естественные пещеры или соляные копи до того, как будут востребованы. 

.

Очистка продуктопровода. 

.

Продуктопроводы очищают в соответствии с графиком или в связи с необходимостью сохранить скорость потока, уменьшив трение и поддерживать максимально возможную величину диаметра, с помощью очистки внутренних поверхностей трубы. Специальное очищающее устройство, называемое «свиньей» или «двигающемся дьяволом» размещается в трубе и проталкивается по трубе потоком нефти от одной насосной стации до следующей. Во время прохода «свиньи» по трубе, она выскребает грязь, воск или другие остатки, которые собрались на стенках трубы. По достижении насосной стации, «свинью» вытаскивают, чистят и заново вставляют в трубу для прохода до следующей станции.  

Связь.

.

Очень важным является наличие связи и общего соглашения в отношении графиков, скорости давления и перекачки, а также аварийных процедур, между станциями продуктопровода и операторами с одной стороны, отправителями и получателями сырой нефти, газа и нефтепродуктов с другой. Некоторые компании, управляющие продуктопроводами, имеют частные телефонные системы, которые передают сигналы по всей протяженности продуктопровода; другие компании используют радио связь или общественные телефонные сети.

Многие продуктопроводы используют передающие системы высокочастотной связи для компьютерной связи между центром управления и насосными станциями.

Перекачка нефтепродуктов.

.

Перекачка нефтепродуктов в продуктопроводе может осуществляться разными способами. Компания «ГазТрансНефть», управляющая нефтеперерабатывающими заводами, смешивает изготавливаемый сорт бензина с соответствующими добавками (обогатителями) и отправлет партию по продуктопроводу прямо на свой собственный терминал для распределения для своих потребителей. Другой способ состоит в том, что нефтеперерабатывающий завод производит партию бензина, которую называют «фракчизами» или специфицированный продукт, смешивая его таким образом, чтобы он отвечал спецификации трубопроводов. Бензин закачивается в продуктопровод для доставки на любой терминал компании, который соединяется с системой продуктопровода. Фракчизы и обмениваемые продукты обычно смешивают и вносят добавки на терминалах, на которые поступает продукт из продуктопровода. И наконец, некоторые продукты поставляют по продуктопроводам от терминалов или нефтеперерабатывающих заводов прямо крупным коммерческим потребителям – топливо для реактивных самолетов в аэропорты, газ газораспределительным операторам и мазут на электростанции. 

Получение и доставка продуктов. 

.

Операторы продуктопроводов и терминалов должны совместно разрабатывать программы безопасного получения и передачи продуктов, а также согласовывать меры при аварийных ситуациях на продуктопроводах или терминалах во время прохождения продукта, требующие отсечки или переориентации продукта. 

В инструкции по получению партии продукта необходимо включать проверку наличия свободных емкостей, проверку задвижек танков и терминалов на открытие и настройку на прием соответствующих объемов, проверку поступления продукта в танк сразу же после начала закачки, процедуры замена партий и переключения танков по мере необходимости и мониторинга процесса приема продукта, что – бы не допустить переполнения емкостей, а также поддержания связи между продуктопроводом и терминалом. Необходимо рассмотреть целесообразность использования письменного обмена информацией между работниками терминала, особенно при передаче смены во время поставки продукта.

.

Поставка партиями и границы раздела.

.

Первоначально по продуктопроводам транспортировалась только сырая нефть, но в настоящее время по ним перекачивается все виды и марки жидких нефтепродуктов. Так как нефтепродукты транспортируются по продуктопроводам партиями, последовательно, на границах раздела происходит смешение продуктов. Смешенный продукт контролируется одним из трех методов: снижение номинальных характеристик, разделением, используя жидкие и твердые прокладки, а также переработкой смеси. Можно использовать радиоактивные изотопы, цветную окраску и прокладки для определения смешения партий. Для идентификации партий на принимающих мощностях используются радиоактивные сенсоры, воздушное наблюдение, а также измерение удельных весов. 

Нефтепродукты обычно транспортируют в продуктопроводе последовательностью партии совместимых видов сырой нефти или нефтепродуктов, примыкающих друг к другу. Одним из методов сохранения качества и целостности партии нефтепродукта является снижение качественных характеристик, которое достигается снижением интерфекса между двумя партиями до уровня уступающему по качеству продукта. Например, партия высококачественного бензина с высоким октановым числом отгружается сразу же перед или позже партии низко октанового стандартного бензина. Не большое количество смеси обоих продуктов будет квалифицироваться как бензин с низким октановым числом. Если партия бензина отгружается до или после дизельного топлива, небольшому количеству пограничного топлива позволяет смешаться с бензином, а не бензину с дизельным топливом, что может снизить температуру точку горения дизельного топлива. Границы партий обычно обнаруживают визуальным наблюдением, гравитационными приборами или взятием проб. 

Жидкие и твердые прокладки или очищающие «свиньи», можно использовать для физического разделения и идентификации партии нефтепродуктов. Твердые прокладки обнаруживают по радиоактивным сигналам и направляются из продуктопровода в специальный приемник на терминале при изменении одной партии на другую. Жидкой прокладкой может быть вода или другой продукт, который не смешивается ни с одной из партий, которые он разделяет, и позже продукт–прокладка удаляется или поступает на переработку. Керосин, характеристики которого были снижены другим продуктом при хранении, должен пойти на переработку, или можно использовать для разделения партий. 
Третий метод обработки граничных объемов, часто используемый на стыках между нефтеперерабатывающей установкой и продуктопроводом, состоит в возврате граничной смеси на переработку. Продукты и граничные смеси, содержащие воду, тоже можно возвращать на переработку.

.

Защита окружающей среды.

.

В силу того, что по продуктопроводам транспортируются большие объемы продуктов на беспрерывной основе, существует опасность причинения ущерба окружающей среде от утечки продуктов. В зависимости от соблюдения норм и правил техники безопасности, а также от качества выбора места расположения, погоды, доступности и выполняемых в конкретный момент операций, значительное количество продукта может быть выброшено при разрыве трубы или утечке. Операторы продуктопровода должны иметь план чрезвычайных мероприятий на случай пролива продукта, а также запас материалов для ограничения масштабов и очистки места аварии, соответствующий персонал и оборудование в наличии или по вызову. Для удержания и отвода пролитых продуктов можно употребить простые, быстро действующие меры, такие как построение земляных запруд или дренажных каналов, обученными операторами. 

Рабочие и продуктопроводы: надежность, здоровье и безопасность.

.

Первые продуктопроводы изготавливались из чугуна. Современные грузовые продуктопроводы строятся из сварных, высокосортных стальных труб, способных выдержать высокое давление. Стены труб периодически проверяются на толщину стен, с тем чтобы определить наличие коррозии или оседание настенных продуктов. Сварные швы проверяют визуально или посредством гамма излучения для выявленных дефектов.

.

Опасность электростатического возгорания.

.

Некоторые продукты, такие как промежуточные дистилляторы, топливо с низким давлением пара и растворители имеют тенденцию аккумулировать электростатические заряды. При загрузке автомобильных цистерн всегда существует вероятность генерирования электростатических зарядов трением, когда продукт поступает по шлангам и через фильтры, а также во время налива сверху. Опасность можно снизить, если конструкция эстакады позволит иметь период релаксации при прохождении продукта от насосов и фильтров далее вниз по шлангам. Необходимо проверять грузовые отсеки, цистерны, для того чтобы убедиться, что в них не содержится не привязанных или плавающих предметов, которые могут действовать как аккумуляторы статических зарядов. Отсеки, которые загружаются снизу через днища, можно оборудовать внутренними кабелями, которые помогут рассеять электростатические заряды. Ёмкости для взятия проб, термометры и другие приборы нельзя опустить в отсек после загрузки. Пока не пройдет, по крайней мере, 1 минута для того, чтобы электростатический заряд, накопившийся в продукте, рассеялся. 

Заземление кабельных оболочек и общее заземление является важной мерой для рассеивания электростатических зарядов, которые накапливаются во время операций загрузки. С помощью контакта шланга люка при загрузке сверху с использованием металлического наконечника или шлангов из материалов, проводящих электричество, при загрузке по закрытым линиям закачки, создается связь между автомобильной цистерной и эстакадой, которая удерживает тот же электростатический заряд между объектами таким образом, чтобы не создавалась искра при съеме загрузочной трубы или шланга.

Автомобильную цистерну можно также соединить с эстакадой, используя соединительный кабель, который несет электростатический заряд от терминала цистерны до эстакады, где он уходит в землю через кабель заземления и заземляющий стержень. Такие же меры предосторожности, т.е. заземление кабельных оболочек необходимо предпринимать при разгрузке автомобильных цистерн. Некоторые загрузочные эстакады оснащены электронными соединителями и сенсорами, которые блокируют включение насоса пока не установиться положительная электрическая связь.

Во время чистки, технического обслуживания или ремонта автоцистерны для перевозки сжатого сжиженного нефтяного газа, обычно открыты, позволяя воздуху поступать в цистерну. С целью предотвращения возгорания от электростатических зарядов при загрузке цистерны первый раз после проведения таких работ, необходимо снизить содержание кислорода до уровня ниже, чем 9,5% на цистерну инертного газа, такого как азот. Необходимо также принять меры предосторожности для предотвращения попадания жидкого азота, если азот поставляется в портативных контейнерах.

.

Сменная загрузка.

.

Сменная загрузка происходит, когда промежуточные или продукты с низкой величиной давления парообразования, также как дизельное топливо и топочный мазут загружают в автомобильную цистерну, в которой ранее содержался легковоспламеняющийся продукт, такой как бензин.

Электростатический заряд, сгенерированный во время загрузки может разрядиться в слое воздуха, находящегося в близи легковоспламеняющихся паров, что может привести к взрывам или пожарам. Этот фактор риска можно контролировать при загрузке сверху, опустив загрузочную трубку глубоко ближе ко дну отсека и производя закачку медленно, пока конец трубы не покроется продуктом, чтобы избежать брызг и волн. Во время загрузки необходимо сохранить контакт металлических частей для того, чтобы обеспечить связь между загрузочной трубкой и люком. При загрузке снизу, необходимо производить начало загрузки очень медленно или использовать брызгоотражатели для уменьшения накопления электростатических зарядов. До начала смешенной загрузки, цистерны, которые нельзя очистить насухо, можно промыть небольшим количеством продукта, который намереваются загрузить, для того чтобы удалить легковоспламеняющиеся остатки из отстойников, линий, задвижек и бортовых насосов.

.

Перевозка продуктов в грузовых автофургонах.

Перевозка нефтепродуктов в автофургонах осуществляется в металлических, фибровых или пластмассовых контейнерах различных размеров, от 55 галонных (209 л) цилиндров до 5 галонных (9 литров) ведер и от контейнеров вместимостью 2–2,5 галлона (9,5 л) до контейнеров вместимостью в одну кварту (0,95 л), а также в гофрированных ящиках, обычно на поддонах. Многие промышленные и потребительские нефтепродукты перевозятся в больших металлических, пластмассовых или смешанного типа контейнерах, имеющих вместимость от 380 до превышающей 2,600 литров. СНГ перевозятся в контейнерах низкого и высокого давления. Кроме того, пробы сырой нефти, конечных продуктов и отработанных продуктов для испытаний и анализа пересылаются в лаборатории по почте или транспортной перевозкой. 

Правила работы со всеми продуктами, контейнерами и пакетами содержатся в правительственных документах, регулирующих обращение с опасными материалами, сопроводительными документами по отправке грузов, разрешениями и другими нормативными требованиями, такими как наружная маркировка пакетов, контейнеров, грузовых автомобилей и автофургонов, содержащая идентифицирующую информацию и предупреждающие знаки.

Надлежащее использование автомобильных цистерн очень важно для нефтяной промышленности. Так как мощности для хранения ограничены, графики поставок должны соблюдаться, как по доставке сырой нефти на нефтеперерабатывающие заводы для бесперебойной работы, так и графики поставок бензина на заправочные станции, а также поставки смазочных материалов промышленным и торговым предприятиям и поставки топлива для отопления жилого фонда.

СНГ поставляется потребителям в больших автоцистернах, которые закачивают его на участке доставки в небольшие складские танки, как подземные, так и наземные (такие как оборудуются  на заправочных станциях, фермах, промышленных и торговых предприятиях). СНГ также поставляют потребителям грузовиками или автофургонами в контейнерах (газовые баллоны или цилиндры). СНГ поставляют в специальных криогенных контейнерах, которые имеют внутренний топливный бак с изоляцией и внешний корпус.

Также контейнеры используют транспортные средства и механизмы, работающие на природном газе. Сжатый природный газ поставляется, как правило, в обычных галлонах для сжатого газа, таких как те, что используются для работы автокранов.

Кроме обычных правил техники безопасности, связанных с работой на грузовых автомобилях, когда речь идет о передвижении и обработке тяжелых объектов и управлении грузовыми автомобилями, рабочие должны знать о факторах риска, связанных с продуктами, которые они поставляют и с которыми работают, а также знать, что надо делать в случае пролива, выброса или другой аварийной ситуации. Например, контейнеры средней грузоподъемности и цилиндры нельзя сбрасывать через задние откидные борта грузовиков на землю. Документы компании и нормативные документы содержат процедуры и требования, которые должны выполнять водители и операторы при осуществлении перевозки и доставки легковоспламеняющихся и опасных материалов.

Водители автоцистерн и грузовых автофургонов часто работают в одиночку и преодолевают большие расстояния в течение многих дней, чтобы доставить свои грузы. Они работают днем и ночью и в любых погодных условиях.

Маневрирование супер–автоцистерной при въезде на заправочную станцию, разгрузочную станцию или разгрузочную площадку потребителя, так чтобы не задеть стоящие там транспортные средства или другие стационарные объекты, требует терпения, мастерства и опыта. Водители должны обладать физическими характеристиками и менталитетом, пригодными именно для такой работы. 

Вождение автоцистерны отличается от вождения автофургона тем, что жидкие продукты в цистерне имеют тенденцию смещаться вперед во время остановки и назад, когда автоцистерна набирает скорость, а также при поворотах перемещаться из стороны в сторону. Секции автоцистерн должны быть оборудованы гасителями, которые ограничивают движение продукта во время движения. Определенное мастерство требуется от водителя для преодоления инерции, создаваемой явлением, которое называют “масса в движении”. Иногда от водителей автоцистерн требуется произвести откачку из складских танков.

Эта операция требует специального оборудования, включая всасывающие шланги и перекачивающие насосы; кроме того, необходимо предпринять меры предосторожности, такие как заземление шлангов и общее заземление для рассеивания электростатических зарядов, а также меры предотвращения выброс паров жидкостей.

.

Процедуры быстрого реагирования при авариях моторных транспортных средств.

Водители и операторы должны знать процедуры оповещения и действия в аварийной ситуации, такой как пожар или выброс продуктов, газа и паров. На круговых автомобилях должны быть выставлены таблички, идентифицирующие перевозимый продукт, а также таблички предупреждения, которые соответствуют отраслевым или национальным стандартам маркировки, что позволяет аварийным службам быстрого реагирования определить необходимые меры предосторожности в случае пролития или выброса пара, газа или продукта.

От водителей автоцистерн может требоваться перечень перевозимых материалов и другая документация, описывающая факторы риска и меры предосторожности, связанные с перевозкой и обращением с данными материалами. Транспортные средства, перевозящие легковоспламеняющиеся жидкости или опасные материалы должны иметь аптечки первой помощи, огнетушители, материалы для очистки мест пролития продуктов, а также портативные устройства предупреждения и сигнализации для подачи сигнала водителям при остановке транспортных средств на трассе.

Если требуется разгрузить вагон или цистерну в случае дорожно–транспортного происшествия или переворачивания, необходимо располагать специальным оборудованием и навыками. Предпочтительнее считается метод разгрузки продукта через фиксированную систему труб и задвижек или с использованием специальных выбивающихся пластин на люках цистерн; однако в определенных условиях приходится сверлить дыры в цистернах, используя процедуры, предписанные техникой безопасности. В независимости от используемого метода разгрузки, цистерны должны заземляться, а также должна быть установлена электрическая связь между разгружаемой цистерной и принимающей емкостью.

.

Очистка автомобильных цистерн.

.

Вход в автомобильную цистерну для инспекции, очистки, технического обслуживания или ремонта является опасной операцией, требующей выполнения правил безопасности, в соответствие с инструкциями по вождению и системой получения допуска, относящегося к вентиляции, а также предварительного тестирования, освобождения от газов и так далее. Очистка автомобильных цистерн не отличается от очистки складских ёмкостей нефтепродуктов, и на них распространяются все те же меры предосторожности и процедуры по охране труда и здоровья. Автомобильные цистерны могут содержать остатки легковоспламеняющихся, опасных или токсичных материалов в отстойниках и трубах для разгрузки, или, если цистерна разгружалась с использованием инертного газа, такого как азот, она может представляться чистым и безопасным пространством, каким она на самом деле не является. Емкостям, которые ранее содержали сырую нефть, осадки, битум и продукты с высокой точкой плавления, может потребоваться предварительная обработка паром или химическими веществами вплоть до продувки и входа. Они могут быть огнеопасными. Вентилирование танков для освобождения их от паров, токсичных или инертных газов можно осуществить открытием самых нижних задвижек и соединений цистерны или отсека, а также размещая вытяжной рукав в самое верхнее отверстие. Мониторинг необходимо осуществлять до входа в цистерну без средств защиты органов дыхания, для того чтобы убедиться, что все углы и углубления цистерны, также как отстойники резервуаров, тщательно провентилированы; вентилирование должно продолжаться весь период проведения работ в цистерне. 

.

Подземный складской резервуар жидких нефтепродуктов.

 

Сырую нефть, газ, СПГ и СНГ, промышленные присадки, химические и нефтяные продукты хранят в подземных и наземных резервуарах, как высокого, так и атмосферного (обычного) давления. Складские резервуары располагаются на выходных концах цистерны и откидных продуктопроводов, вдоль магистральных трубопроводов, на морских загрузочных и разгрузочных сооружениях, а также на нефтеперерабатывающих заводах, терминалах и нефтебазах. В этом разделе рассматриваются наземные складские резервуары атмосферного давления на нефтеперерабатывающих заводах, терминалах, нефтебазах и резервуарных парках (информация, относящаяся к наземным резервуарам высокого давления, дается ниже, а информация, относящаяся к подземным резервуарам и небольшим наземным резервуарам, приводится в статье “Заправка моторных транспортных средств и операции обслуживания”.)

.

Терминалы и нефтебазы.

.

Терминалами называются складские сооружения, которые в основном принимают сырую нефть и нефтепродукты из магистральных продуктопроводов и морских судов. Терминалы складируют и перераспределяют сырую нефть и нефтепродукты нефтеперерабатывающим заводам, другим терминалам, нефтебазам, заправочным станциям и потребителям посредством продуктопроводов, морских судов и автомобильных цистерн.

Терминалы принадлежат и эксплуатируются Компанией «ГазТрансНефть».
Нефтебазы обычно оперируют меньшими количествами нефтепродуктов, чем терминалы, и обычно получают нефтепродукты из трубопровода и автомобильных цистерн и перераспределяют нефтепродукты заправочным станциям и потребителям автоцистернами или танк–вагонами (маленькие автоцистерны мощностью от 1900 до 9500 л). Нефтебазами управляют структурные подразделения Компании «ГазТрансНефть».

.

Нефтяные парки.

.

Нефтепарки представляют собой группу, состоящую из складских резервуаров на нефтепромышленных, нефтеперерабатывающих заводах, на морских продуктопроводных и распределительных терминалах нефтебаз, на которых складируется сырая нефть и нефтепродукты на территории нефтяных парков отдельные резервуары или группа из двух или более резервуаров, обычно окруженных заграждениями, называемыми бермами, дамбами или противопожарными стенами. Заграждения в нефтяных парках отличаются по конструкции и высоте от 45 см земляных берм вокруг труб и насосов внутри дамб до бетонных стен, которые выше окружаемых ими резервуаров. Дамбы могут быть земляными, глиняными или изготовляться из других материалов; их покрывают гравием, известковым камнем или морскими ракушками, для того чтобы ограничить эрозию; дамбы различают по высоте и достаточно ли широки для проезда транспортных средств. Основные функции этих ограждений состоят в удерживании, направлении и отводе дождевых вод, физических отделять резервуары для предотвращения огня от одного участка на другой, а также удерживать продукты, которые в результате утечки, переполнения, выброса или пролития резервуара, насоса или трубы. 

Дамбовые ограждения в отношении размеров и объемов удерживаемых продуктов, должны соответствовать требованиям нормативных документов и политике компании. Например, дамбовое ограждение должно удерживать 110% от вместимости самого крупного резервуара на участке, что соответствует суммарным объемам продуктов, вычтенных из других резервуаров и объему, оставляемому в крупнейшем резервуаре после достижения гидростатического равновесия. При строительстве дамб ограничение может быть предъявлено требование установки непроницаемых труб из глины или пластмассы для предотвращения загрязнения почвы или подземных вод вытекшими продуктами.

.

Складские резервуары.

.

В резервуарных парках может находиться ряд резервуаров различных типов: вертикальные и горизонтальные наземные резервуары высокого или атмосферного давления, содержащие сырую нефть, нефтяные исходные материалы или конечные нефтепродукты. Размеры, форма, дизайн, конструкция или функционирование резервуаров зависят от объема и типа хранимых продуктов, а также от требований, предъявляемых нормативными документами и компанией. Наземные резервуары могут быть оборудованы двойным днищем для предотвращения утечки в землю, а также катодной защитой для минимизации коррозии. Горизонтальные резервуары могут подготавливаться с двойными стенами или размещаться в сводах для удержания утечки. 

.

Резервуары атмосферного давления с коническими крышами.

Резервуары с крышами конической формы представляют собой емкости атмосферного давления, горизонтальные или вертикальные; они имеют покрытие и цилиндрическую форму. Конические резервуары оснащены встроенными внешними или переносными лестницами и подмостками, имеют слабую кровлю, так как через нее идут стыки, вентиляционные отверстия, водовыпускные отверстия и выходные пути при переполнении резервуара; они могут иметь дополнительное оснащение, такое как измерительные трубки, трубы и камеры для подачи пены, системы раскодирования и сигнализации переполнения резервуара, систему автоматических датчиков и т.д. 

Когда неустойчивые сорта сырой нефти или жидкие легковоспламеняющиеся нефтепродукты хранятся в резервуарах с конической крышей, существует возможность того, что пространство, где накапливаются пары, находится в огнеопасном диапазоне. Несмотря на то, что пространство между поверхностью продукта и крышей резервуара обычно насыщено парами, ситуация огнеопасного диапазона может возникнуть, когда продукт закачивается в пустой резервуар или, если воздух поступает в резервуар через вентиляционные отверстия или клапаны давления/вакуума во время откачки продукта, а также когда резервуар дышит во время смены температур. К коническим резервуарам могут быть подключены системы улавливания паров.

Накопительные резервуары представляют собой один из видов резервуаров с коническими крышами, имеющих верхнюю и нижнюю секции, разделенных гибкой перегородкой, спроектированной таким образом, чтобы удерживать пары, испускаемые при нагревании и расширении продукта, в результате воздействия солнечного света в дневное время и возвращать пары в резервуар, когда они конденсируются при охлаждении резервуара в ночное время. Накопительные резервуары обычно используются для хранения авиационного бензина и других продуктов со сходными характеристиками. 

.

Резервуары атмосферного давления с коническими крышами.

.

Резервуары с плавающей крышей представляют собой наземные, вертикальные, с открытым или закрытым верхом емкости атмосферного давления, оборудованные плавающими крышами. Основной функцией плавающей крыши является минимизация пространства для скопления пара между поверхностью продукта и днищем плавающей крыши, с тем, чтобы это пространство было всегда насыщено парами, таким образом, исключая вероятность попадания смеси воздуха+пары продукта в огнеопасный диапазон. Все резервуары с плавающими крышами имеют внешние встроенные или переносные лестницы, а также емкости, а также регулируемые лестницы для подъема на плавающую крышу с приспособлениями, такими как шунты, которые обеспечивают электрическую связь крыши и корпуса, измерительные трубки, трубы и камеры для пены, системы распознавания и сигнализации переполнения резервуара, автоматическую систему измерения и т.д. По всему периметру плавающей крыши укладываются уплотнители или оболочка для предотвращения утечки продукта или паров и накопления их на крыше или в пространстве между крышей.
Плавающие крыши оснащаются стойками, которые можно устанавливать в высокую или низкую позицию в зависимости от типа операции. Обычно стойки находятся в низком положении, так чтобы наиболее возможное количество продукта можно было бы извлечь из резервуара без создания пространства насыщенного парами между поверхностью продукта и днищем плавающей крыши. Когда резервуар выводится из эксплуатации для проведения инспекции, технического обслуживания, ремонта или очистки, необходимо отрегулировать высоту стойки для занятия высокой позиции, чтобы обеспечить достаточно места для работы под крышей, после того как резервуар освобожден от продукта.

Когда резервуар возвращают в эксплуатацию, стойка заново устанавливается в исходную позицию, после заполнения резервуара.

Наземные резервуары с плавающими крышами далее подразделяются на внешние и внутренние резервуары с плавающими крышами, а также на закрытые внешние резервуары с плавающими крышами.

Внешние (открытый верх) резервуары с плавающей крышей представляют собой резервуары с плавающим покрытием, установленным на открытом верхе резервуара. Внешние плавающие крыши обычно изготавливаются из стали и оснащены опорными понтонами или другими средствами поддержания на плаву.

Они оборудуются системой дренажа крыш для отвода воды, оболочкой или уплотнениями для предотвращения выхода паров, а также регулируемыми лестницами для обеспечения попадания на крышу с вершины резервуара вне зависимости от ее позиции. Они могут иметь также второй слой уплотнителей для минимизации выхода пара в атмосферу, экраны для защиты от воздействия погодных условий уплотнителей, а также пенные перемычки для удержания пены в закрытых участках на случай пожара или утечки через уплотнитель. Вход на внешнюю плавающую крышу для замеров, технического обслуживания или других целей можно рассматривать как вход в замкнутое пространство в зависимости от уровня, на котором находится плавающая крыша по отношению к верхушке резервуара, продукта, находящегося в резервуаре, а также положений, соответствующих нормативных документов и политике компании.

Резервуары с внутренней плавающей крышей представляют собой резервуары с конической крышей, которые переоборудовали, установив внутри резервуара плавающую крышу, плот или внутреннее плавающее покрытие. Внутреннее плавающее покрытие, как правило, изготавливается из различных типов листового металла, алюминия, пластмассы или покрытого металлом пенопласта; конструкция плавающих крыш может быть понтонного или корытного типа, из твердых плавающих материалов, или комбинацией обоих типов. Внутренние плавающие крыши по периметру оборудуются уплотнителями для предотвращения попаданий в часть резервуара между верхом плавающей крыши и внешней крышей. На вершине резервуара обычно устанавливают клапаны давления/вакуум или вентиляционные отверстия для недопущения скопления паров углерода в пространстве над плавающей крышей. Резервуары с внутренней плавающей крышей имеют лестницы, установленные для спуска с конической крыши на плавающую. Вход на внутреннюю плавающую крышу с любой целью должен рассматриваться как вход в замкнутое пространство. 

Покрытые резервуары с внешней плавающей крышей в основном представляют собой резервуары с внешней плавающей крышей, которые были модернизированы установкой геодезического купола, снежного колпака или подобных полустационарных покрытий или крыш, с тем, чтобы плавающая крыша не была открыта атмосфере. Покрытые резервуары с внешней плавающей крышей новых конструкций могут оснащаться типовыми плавающими крышами, спроектированными для резервуаров с внутренней плавающей крышей. Вход на покрытые внешние плавающие крыши для проведения замеров, технического обслуживания или других работ может быть рассмотрен как вход в замкнутое пространство, в зависимости от конструкции свода или покрытия, от уровня положение крыши по отношению к верхушке резервуара от вида продукта в резервуаре, норм и правил, содержащихся в нормативных документах и политики компании.

.

Прием продуктов из продуктопроводов и морских судов.

Важной обязанностью, связанной с безопасностью, качеством продукта и защитой окружающей среды, сооружений резервуарного хранения является предотвращение смешения продуктов, переполнение резервуаров и внедрение безопасных методов работы и правил техники безопасности. Безопасная эксплуатация складских резервуаров зависит от приема продуктов в резервуар, без превышения объемов, которые они могут принять, это достигается назначением приемных резервуаров до начала закачки; проведением замеров для определения имеющихся мощностей и обеспечения правильной установки задвижек, а также проверкой того, что единственное открытое приемное устройство – это устройство приемного резервуара; таким образом, обеспечивает поступление точного количества продукта в предназначенный для этого резервуар. Принимающие продукт дренажные трубы на участках дамбы, окружающей резервуар, должны быть закрыты во время приема продуктов на случай переполнения или пролития. Обеспечить защиту от переполнения и его предотвращение можно применением целого ряда различных методов, включая ручной контроль и автоматические обнаружения, сигнализации и прекращение закачки, а также средств связи, все из которых должны быть понятны и приемлемы для персонала продуктопровода, морского судна, терминала или нефтеперерабатывающего завода, осуществляющего перекачку.

Нормативные документы или политика компании могут требовать установки устройств автоматического определения уровня продукта и систем сигнализации и отсечки на резервуарах, применяющих легко воспламеняющие жидкие и другие продукты от продуктопроводов или морских судов. Там, где такие системы установлены, на регулярной основе или до начала перекачки, необходимо проводить тестирование на целостность электронной системы, и если система не работает, перекачка должна осуществляться в соответствии с “ручными” процедурами. Процесс перекачки должен отслеживаться вручную или автоматически на месте или посредством дистанционного контроля для обеспечения планового прохождения продукта. После окончания перекачки, все задвижки необходимо вернуть в нормальное рабочее положение или установить для следующей закачки. Насосы, задвижки, соединение труб для стравливания продукта и взятия проб, коллекторные участки, дренажные трубы и отстойники необходимо инспектировать и обслуживать таким образом, чтобы обеспечивать хорошее состояние и предотвращать пролитие или утечку.

.

Замеры и взятие проб в резервуаре.

.

На предприятиях, где эксплуатируются резервуары, необходимо внедрить процедуры и правила техники безопасности для проведения замеров и взятия проб сырой нефти и нефтепродуктов, принимающие во внимание факторы риска, связанные с хранением любого отдельного продукта и каждым типом резервуара на предприятии. Не смотря на то, что замеры уровня продукта в резервуаре часто осуществляются с использованием автоматических и механических или электронных устройств, ручные замеры необходимо выполнять через определенные интервалы для проверки точности работы автоматических систем.

При выполняемых вручную замерах и взятии проб обычно требуется, чтобы оператор поднимался на вершину резервуара. При замерах резервуаров с плавающей крышей оператор должен затем спускаться на плавающую крышу, если только резервуар не оснащен трубками для замеров и взятия проб, которые имеют доступ с подмостей. В резервуарах с конической крышей замерщик должен открыть люк крыши, для того чтобы опустить щуп в резервуар.

Замерщики должны знать правила техники безопасности для входа в замкнутые пространства и факторы риска при входе на покрытые плавающие крыши и при спуске на плавающие, не имеющие покрытия крыши, находящиеся ниже установленного уровня. При проведении замеров может потребоваться использование мониторинговых устройств, таких как детекторы водорода, горючих газов и сероводорода, а также индивидуальных средств защиты, в том числе защиты органов дыхания.

Измерения температуры продукта и взятие проб можно осуществлять одновременно с замерами. Кроме того, температуру можно фиксировать автоматически, а пробы брать через встроенные специальные линии. Ручное взятие проб и проведение замеров должны быть ограничены во время закачки резервуара. После окончания приема продукта, в зависимости от утвержденных норм и вида продукта, необходим период релаксации от 30 минут до 4 часов для того, чтобы электростатический заряд мог рассеяться перед взятием проб и проведения замеров. Некоторые компании требуют поддержания звуковой или визуальной связи между замерщиком и персоналом во время спуска на плавающую крышу. Вход на крышу резервуара или помоста для проведения замеров, взятия проб или других работ должно быть ограничено во время грозы.

Вентилирование и очистка резервуаров.

.

Вывод резервуаров из эксплуатации для инспекции, тестирования, технического обслуживания, ремонта, модернизации и очистки производится в случае необходимости или через определенные интервалы в зависимости от положений нормативных документов, политики компании и требований технического обслуживания. Несмотря на то, что вентилирование, очистка и вход в резервуар являются потенциально опасными операциями, эту работу можно выполнят без происшествий при условии выполнения правил техники безопасности и безопасных методов работы. Если не принять такие меры предосторожности, можно получить травму или будет причинен ущерб в результате взрывов, пожаров, недостатка кислорода, воздействии токсических веществ и физических опасностей.

Предварительные приготовления.

Ряд предварительных мер необходимо предпринять после принятия решения о необходимости вывода резервуара из эксплуатации для инспекции, технического обслуживания или очистки. Такие меры включают: наличие графика альтернативных поставок и обеспечения возможностей хранения; просмотр документов поставки для выяснения хранился ли когда либо в резервуаре продукт, содержащий свинец или резервуар был ранее очищен и сертифицирован как не содержащий свинец; определение количества и типа, находящегося в резервуаре продукта и какое количество осадков останется в резервуаре; проведение инспекции наружной поверхности корпуса резервуара, окружающего участка, оборудование, которое будет использовано для удаления продукта и паров, а также для очистки; убедиться, что персонал имеет соответствующую подготовку, квалификацию и знаком с правилами техники безопасности и получения допуска; распределить обязанности в соответствии с требованиями процедуры допуска к проведению работ в ограниченном пространстве и требованиям при осуществлении горячих и холодных работ на предприятии; проведение совещания межу персоналом терминала и персоналом резервуара или подрядчика, которые будут осуществлять очистку до начала работ по очистке или строительству.

.

Контроль источников возгорания.

После удаления максимально возможного количества продукта из резервуара через стационарную систему труб, и до открытия линий откачки воды и взятия проб, все возможные источники возгорания необходимо удалить из прилегающего участка до тех пор, пока резервуар не будет объявлен свободным от паров. Вакуумные тележки, компрессоры, насосы и другое оборудование, которое работает на электрической или моторной тяге, необходимо расположит с наветренной стороны, на дамбе или вне ее, и, если все–таки внутри дамбы, по крайней мере, на расстоянии не менее 20 метров от резервуара или другого источника легковоспламеняющихся паров. Во время электрических штормов, работы по подготовке резервуара, вентилировании или очистке должны быть прекращены.

Удаление остатков.

 

Следующим шагом является удаление как можно большего количества оставшегося материала или остатков резервуара через линии продуктопровода и линии откачки воды. Может быть выпущено разрешение на проведение работ, оговаривающее меры безопасности. Вода или разбавленное топливо могут быть закачены в резервуар через стационарные линии, чтобы помочь вымыть продукт.

Остатки, удаленные из резервуаров, содержащих высокосернистую нефть, необходимо держать влажными до отправки на утилизацию, для избежания самопроизвольного возгорания.

.

.

Отсоединение резервуара.

После того как весь доступный продукт был удален через стационарную систему труб, все трубы, подсоединенные к резервуару, включая линии закачки и откачки продуктов, линии извлечения паров, трубы подачи пены, линии отбора проб и т.д., должны быть отключены путем закрытия всех ближайших к резервуару задвижек и установки в трубах между резервуаром и задвижками заглушек для предотвращения попадания паров из труб в резервуар. Часть труб между заглушками и резервуаром должна быть промыта, а затем осушена. Заглушки, находящиеся за пределами дамбы необходимо закрыть и запереть или пометить знаками предупреждения. Должны быть отключены, разряжены, отсоединены от источников питания и промаркированы насосы резервуара, внутренние смесители, катодные защитные системы, электронные системы измерений и определения уровня продукта и т.д. 

.

Удаление паров.

Теперь из резервуара можно удалить пары. Во время вентиляции резервуара необходимо ограничить работы на участке и проводить периодическое или постоянное тестирование резервуара на пары. Естественная вентиляция путем открытия резервуара атмосфере не является предпочтительным методом, так как этот метод не так быстр и безопасен, как принудительная вентиляция.

Существует целый ряд методов вентиляции резервуаров с помощью механизмов, выбор которых основывается на размерах, конструкции, состоянии и внутренней конфигурации резервуара. Один из методов, используемых при удалении паров из резервуара с конической крышей, заключается в установке аэратора (портативного вентилятора) на люке вершины резервуара. Следует включить малую скорость, одновременно открывая люк на днище резервуара, а затем установить высокую скорость, чтобы вытеснить воздух и пары из резервуара.

Должно быть выдано разрешение на проведение горячих работ или допуск безопасности, охватывающий все операции по вентилированию резервуара. Все воздуходувки и аэраторы должны иметь надежную связь с корпусом резервуара для предотвращения электростатического возгорания. В целях обеспечения безопасности, воздуходувки и аэраторы по возможности должны работать на сжатом воздухе; однако можно использовать электрические или тепловые двигатели, имеющие противовзрывную защиту. При вентиляции резервуаров с внутренней плавающей крышей может потребоваться отдельная вентиляция частей резервуара, находящихся ниже и выше плавающей крыши. Если пары удаляют через нижний люк, необходима установка вертикальной трубы, выступающей, по крайней мере, на 4 метра над поверхностью земли. Высота трубы не должна быть ниже высоты дамбы, окружающей резервуар. Это необходимо для предотвращения накопление паров на нижних уровнях или достижения парами источников возгорания, до того, как пары рассеются. При необходимости пары можно направлять в систему извлечения паров нефтепарка.

По мере осуществления вентилирования, оставшиеся остатки можно смыть и удалить через открытый донный люк с помощью водных и засасывающих шлангов, которые должны иметь связь с корпусом резервуара для предотвращения электростатического возгорания. Резервуары, которые содержали высокосернистую нефть и высокосернистые остаточные продукты, могут генерировать самопроизвольное тепло и загореться, по мере осушения в течение процесса вентиляции. Этого следует избежать, увлажнением внутренностей резервуара водой для создания барьера между воздухом и остатками для предотвращения повышения температуры. Остатки сульфида железа необходимо удалить с открытого люка для предотвращения возгорания во время вентилирования. Рабочие, осуществляющие  промывку, удаление остатков и поддержание влажности в резервуаре должны носить соответствующие индивидуальные средства защиты, в том числе и респираторные.

Первоначальное вхождение, инспекция и сертификация резервуара.

Подтверждение положительных сдвигов в процессе удаления паров из резервуара можно получить посредством мониторинга паров в точке вывода паров в течение вентилирования. Как только будет определено, что уровень легковоспламеняющихся паров ниже установленного нормативными документами или политикой компании, можно войти в резервуар для инспекции и тестирования. Во время инспекции необходимо проверить наличие препятствий, упавших частей крыши, слабых опор, дыр в полу и других физических факторов риска.

.

Очистка, техническое обслуживание и ремонт.

По мере осуществления вентилирования и падения уровня паров в резервуаре, можно выдать разрешение на вход в резервуар рабочим, использующим соответствующие индивидуальные средства защиты, в том числе респираторные, если это необходимо для начала работы по очистке резервуара.

Необходимо продолжать мониторинг на содержание кислорода, легковоспламеняющихся паров и токсичности воздуха и, если их уровень в резервуаре окажется выше установленного, разрешение автоматически теряет силу, и вошедшие должны немедленно покинуть резервуар, пока не будет снова достигнут безопасный уровень и заново выдано разрешение. Вентиляция должна продолжаться в течение операций по очистке до тех пор, пока в резервуаре остаются остатки или отложения. Во время инспекции и очистки разрешается использовать только низковольтное освещение или фонари установленного образца.
После очистки или осушки резервуара, необходимо провести окончательную инспекцию и тестирование перед началом работ по техническому обслуживанию, ремонту или модернизации. Тщательные проверки отстойников, колодцев, покрытия полов, понтонов плавающих крыш, опор и колонн необходима для того, чтобы убедиться в отсутствии вероятной утечки, из–за которой продукт может проникнуть в перечисленные части резервуара или просочиться на пол. Также необходимо проверить промежутки между пенными уплотнителями и противопожарными щитами или вторичной защитной оболочкой и провести тесты на пары. Если в резервуаре ранее находился бензин, содержащий свинец, и не доступна учетная документация о подобном содержании, необходимо провести тест на наличие свинца в воздухе. До выдачи разрешения не рекомендуется работать в резервуаре без оборудования подачи воздуха для сертификации резервуара как свободного от свинца. 

Разрешение на проведение горячих работ необходимо выдавать для сварочных работ, резки или иных горячих работ, а также допуск безопасности должен выдаваться для проведения других видов работ по ремонту и техническому обслуживанию. Сварочные или горячие работы могут привести к созданию токсичных или ядовитых паров внутри резервуара, поэтому необходимы мониторинг, использование средств защиты органов дыхания и непрерывная вентиляция. Когда резервуар модернизируется для установки двойных днищ или внутренних плавающих крыш, часто возникает необходимость вырезать большую дыру в стенке резервуара для обеспечения доступа в резервуар, а также чтобы избежать необходимости использования требований, предъявляемых при получении разрешения на вход в замкнутое пространство.

После внутренней очистки резервуара обычно следует пескоструйная очистка и окраска наружной поверхности резервуара, которая должна быть завершена до возвращения резервуара в эксплуатацию. Эта работа, вместе с очисткой и окраской системы труб нефтяного парка, может воспламеняться параллельно с эксплуатацией резервуаров и системы труб, при условии применения предписанных процедур безопасности, таких как проведение мониторинга на пары углерода и остановку работ по пескоструйной очистке, когда близлежащие резервуары принимает горючие жидкие продукты. Пескоструйная очистка, использующая песок, имеет такой фактор риска, как воздействие кремнеземом; поэтому используются специальные нетоксичные материалы при струйной очистке или абразива, который можно собрать, очистить и заново использовать.

Чтобы избежать заражения при очистке краски, содержащей свинец, с резервуаров и труб, можно использовать специальные струйные очищающие устройства вакуумного сбора. После струйной очистки также места корпуса резервуара и труб, где можно ожидать утечек и просачивания, необходимо протестировать и отремонтировать до начала работ по покраске.

.

.

.

Возвращение резервуара в эксплуатацию.

В процессе подготовки сдачи резервуара в эксплуатацию после завершения очистки, инспекции, технического обслуживания и ремонта, люки необходимо закрыть, все заглушки сняты, и систему труб заново подсоединить к резервуару.

С задвижек нужно снять запоры, их нужно открыть и отрегулировать, а электрические и механические устройства активировать. Во многих страна правительственные органы и компании требуют проведения гидростатических тестов на выявление утечек перед сдачей резервуара в эксплуатацию. Так как для достижения необходимой величины гидростатического давления необходимо значительное количество воды при проведении точного теста, часто используется подпорка давления воды дизельным топливом. После завершения теста, резервуар освобождают от воды и готовят для приема продукта и за истекший период релаксации, стойки плавающих крыш резервуара заново устанавливают в нижнее положение. 

.

Защита и предотвращение пожара.

.

Если углеводород присутствует в закрытых емкостях, таких как резервуары нефтеперерабатывающих заводов, терминалов и нефтебаз, существует потенциальная опасность выброса жидкостей и паров. Пары могут смешаться с воздухом, создав легковоспламеняющийся состав, и при достижении источника возгорания может вызвать взрыв или пожар. Независимости от мощности противопожарной системы и возможностей персонала, ключевым фактором борьбы с пожарами являются меры по их предотвращению. Необходимо исключить попадание продуктов, оказавшихся вне емкостей в результате выброса, в дренажные и канализационные системы небольшие количества пролитых продуктов необходимо покрыть полотном, а большие лужи обработать пеной, чтобы предотвратить утечку паров и смешивания их с воздухом.

Источники возгорания на участках возможного присутствия углерода необходимо ликвидировать или контролировать на машинах обслуживания и в стратегических пунктах территории необходимо установить портативные огнетушители.
На предприятии необходимо разработать и применять методы и процедуры безопасной работы, такие как система разрешений для проведения как горячих, так и относительно безопасных (холодных) работ, процедуры выдачи допуска для проведения электрических работ в зависимости от сложности, отсоединения/процедуры отключения, а также программы обучения и тренировки персонала предприятия, что является решающим фактором в предотвращении пожара. На предприятиях необходимо разработать планы чрезвычайных мероприятий на случай пожара, а персонал должен знать свои обязанности в отношении подчиненности и действий в случае пожара и эвакуации. Телефонные номера ответственных лиц и органов, которые должны уведомляться в случае чрезвычайных происшествий, должны находиться в подразделениях предприятия, а также необходимо обеспечить их средствами связи. Кроме того, противопожарные станции, службы срочного реагирования, организации общественной безопасности и взаимопомощи должны знать об этих процедурах и быть знакомы с предприятием и факторами риска.

Методы или их комбинация, позволяющие контролировать пожары, вызываемые углеродом, следующие:

1) Отсечка поступления топлива. Один из самых эффективных и легко осуществимых методов контроля и ликвидации горения углерода состоит в отсечке источника поступления топлива закрытием задвижки, направлением потока топлива по другому маршруту или, если речь идет о небольших количествах топлива, контролировать степень воздействия, позволяя топливу выгореть. Можно также использовать пену для покрытия пролитого углерода, чтобы предотвратить эмиссию паров и их смешения с воздухом.

2) Отсечка поступления кислорода. Другой метод состоит в отсечке поступления воздуха или кислорода, сбиванием пламени пеной, водяным туманом, а также используя двуокись углерода или азот для вытеснения воздуха в закрытых пространствах.

3) Охлаждение. Водяной туман, водяные пары или спрей, а также двуокись углерода можно использовать для тушения определенных нефтепродуктов посредством снижения температуры огня ниже температуры горения продукта, а также предотвращения попадания паров в воздух и смешение с ним.

4) Прерывание операции горения. Химические вещества, такие как сухие порошки и галогены ликвидируют огонь, прерывая химическую реакцию горения.

Противопожарная защита резервуаров.

.

Защита резервуаров от пожара и методика предотвращения пожаров представляют собой научную дисциплину, которая рассматривает:

Контроль и ликвидация пожара на резервуарах зависит в основном от раннего обнаружения возгорания.

Если имеет место резервуар с плавающей крышей открытого типа не сферической формы, или если уплотнители сработались или неплотно прилегают к корпусу резервуара, пары могут просочиться и смешаться с воздухом, образуя воспламеняющую смесь. В такой ситуации при ударе молнии может вспыхнуть огонь в точке, в которой уплотнители крыши примыкают к корпусу резервуара. При раннем обнаружении несильное возгорание уплотнителей можно ликвидировать ручным огнетушителем, работающем на поршне с порошком или пеной, поступающей из шланга и системы.

Если огонь на уплотнителях не удается потушить ручным огнетушителем или потоком пены из шланга, или если пожар разрастается, пену можно подать на крышу через стационарную или полуфиксированную систему, или крупными пенными гидромониторами. Необходимо принять меры предосторожности при подаче пены на крышу резервуара с плавающей крышей. Если к крыше будет приложена слишком большая весовая нагрузка, она может наклониться или опуститься вниз, расширив таким образом участок распространения пожара и количество горящего продукта. Пенные перемычки используют на резервуарах с плавающими крышами для удержания пены между уплотнителями и корпусом резервуара. Когда пена уляжется, вода выведется наружу под пенными перемычками, ее необходимо удалить посредством системы дренажа крыши резервуара для того, чтобы весовая нагрузка на крышу не допустила погружение крыши.
В зависимости от нормативных документов и политики компании, резервуары могут быть оборудованы фиксированными и полуфиксированными системами подачи пены, которые состоят из труб, подведенных к резервуару, пенных стояков и пенных камер на резервуарах, подземной сети труб инжекторов и форсунок, внутри днища резервуара, и распределительных гидрантов и пенных перемычек на крыше резервуара. В фиксированных системах водно–пенные растворы генерируют их на расположенных в центре территории предприятиях станциях и подают через сеть труб к резервуарам. Полуфиксированные системы, как правило, используют нормативные танки с пеной, пенные генераторы и насосы, которые необходимо подтащить к резервуару, подсоединить к системе подачи воды и подключить к трубам системы подачи пены в резервуар.

Водопенные растворы могут также производиться централизованно и подаваться по трубам и гидрантам распределительной системы; для соединения полуфиксированной подачи пены резервуара к ближайшему гидранту можно использовать шланги. Если резервуары не оснащены фиксированными или полуфиксированными системами подачи пены, пену можно применить, предварительно доставив на вершину резервуара с помощью пенных мониторов, пожарных шлангов и форсунок. Вне зависимости от применяемого метода для борьбы с полномасштабным пожаром на резервуаре необходимо применить определенный объем пены, используя специальную технологию, специальную концентрацию и скорость подачи за минимальное время; эти параметры в основном зависят от размеров резервуара, типа продукта и величины зоны распространения огня. При нехватке пенного концентрата для выполнения требуемых критериев, возможность контролировать или ликвидировать пожар будет сведена к минимуму.

Только обученным и опытным пожарным разрешается использовать воду для борьбы с горящими жидкими нефтепродуктами резервуара. Внезапные извержения или выбросы кипящей жидкости могут иметь место при превращении воды в пар, при прямой подаче воды на пламя, вызываемое горением сырой нефти или тяжелых нефтепродуктов в резервуаре. Так как вода тяжелее, чем большинство углеродных видов топлива, она опускается на дно резервуара и, если подается в достаточном объеме, наполняет резервуар и выталкивает горящий продукт вверх и через вершину резервуара. Воду обычно используют для контроля и ликвидации выплеснувшегося огня на участке вокруг резервуара так, чтобы можно было работать с задвижками, управляя потоком продукта, охлаждать резервуары для предотвращения взрывов горящей жидкости – расширяющихся паров (ВГЖРП – см. ниже раздел 2 факторы риска при возгорании СНГов) и снизить степень воздействия жара и недопущение распространения пламени на прилегающие резервуары и оборудование. В виду нехватки обученного персонала, специальных материалов и оборудования на многих терминалах и нефтебазах существует практика, которая состоит скорее в удалении максимально возможного количества продукта, защите прилегающих сооружений от жара и пламени, в то время как оставшийся в резервуаре продукт продолжает выгорать, в контролируемой ситуации, а не в попытках ликвидировать пожар своими силами.

Проблемы безопасности и здоровья на терминалах и нефтебазах
С целью предотвращения потерь или порчи продукта фундаменты, опоры и системы труб резервуаров необходимо регулярно инспектировать для выявления коррозии, эрозии, усадки и других, визуально выявляемых повреждений.

Необходимо также в соответствии с графиком инспектировать, проводить тестирование, техническое обслуживание клапанов давление/вакуум, уплотнителей и щитков, вентиляционных каналов, камер для пены, дренажных труб крыши, задвижек отвода воды и устройств обнаружения переполнения резервуаров, а также удаления льда зимой. Если пламегасители установлены в вентиляционных каналах или на линиях извлечения паров, их необходимо регулярно проверять и очищать, а также в зимнее время предохранять от замораживания для обеспечения бесперебойной работы. Клапаны на выходах резервуара, которые закрываются автоматически в случае пожара или падения давления, необходимо проверять на работоспособность. Поверхности дамб должны иметь дренажи или уклоны для удаления продуктов, выбрасываемых резервуарами, насосами или трубами в безопасную зону. Стены дамбы необходимо поддерживать в хорошем состоянии; задвижки дренажной системы должны быть закрыты, за исключением случаев, когда осуществляется отвод воды или в зоне дамбы идут земляные работы по поддержанию проектной мощности дамбы. Лестничные проходы, мостки, лестницы, помосты и рельсовые пути к загрузочной эстакаде, дамбам и резервуарам необходимо содержать в состоянии, обеспечивающем безопасную работу, свободными ото льда, снега и масла. Корпус резервуаров и трубы, допускающие утечку необходимо ремонтировать как можно быстрее. Использование виктолитных или подобных соединений труб внутри участка дамбы, которые могут подвергнуться воздействию высокой температуры, не должно поощряться, так как такие трубные соединения могут открыться во время пожара.

Необходимо разработать и применять безопасные методы работы и выполнять правила техники безопасности, чтобы операторы терминалов и нефтебаз персонал служб технического обслуживания и водители автоцистерн могли работать, не подвергаясь опасности. Как минимум, необходимо обеспечить базисную информацию о причинах возможного возгорания углеродных продуктов, способах контроля и ликвидации пожаров, факторах риска и средствах защиты от воздействия токсических веществ, таких как сульфид водорода и полиядерных ароматических соединений, содержащихся в сырой нефти, остаточных нефтепродуктах, бензоле, содержащемся в бензине, а также присадок, таких как тетраэтилсвинец и метил–tert–бутил эфир (МТБЭ), немедленных действиях в случае возникновения аварии, а также о физических и климатических факторах риска, связанных с выполняемой ими работой в обычных условиях.

Асбест и другие изоляционные материалы используются для защиты резервуаров и труб. Необходимо разработать и выполнять меры охраны труда и защиты персонала при обращении, удалении и утилизации таких материалов.

.

Защита окружающей среды.

 
Операторы и персонал терминалов должны знать и выполнять положения нормативных документов и политики компании по вопросам защиты окружающей среды в отношении заражения подземных и поверхностных вод, почвы и воздуха парами и жидкими нефтепродуктами, также обращения и удаления опасных отработанных материалов и продуктов.

.

Заражение воды. 

.

Многие терминалы имеют сепараторы типа масло/вода для обработки загрязненной воды, поступающей из зоны локализации терминала, загрузочных эстакад и участков парковки, а также воды, поступающей по дренажным системам резервуаров и крыш резервуаров открытого типа. Терминалы обязаны выполнять установленные стандарты качества и получать разрешения перед выводом вод со своей территории.

.

Загрязнение воздуха.

.

Меры по предотвращению загрязнения воздуха включают сведение к минимуму утечки паров через клапаны и вентиляционные каналы. Оборудование извлечения паров осуществляет сбор паров, поступающих от загрузочных эстакад и морских причалов, даже когда резервуары подвергаются вентиляции до начала закачки продуктов. Эти пары или перерабатываются и возвращаются в емкости для хранения продуктов в виде жидкости или сжигаются.

.

Пролитие продуктов на почву и в воду. 

.

Государственные органы промышленности могут потребовать, чтобы на предприятиях, имеющих мощности для хранения нефтепродуктов и нефти имели схемы предотвращения утечек и клапаны контрмер, а также потребовать, чтобы персонал был обучен и знал о факторах риска, процедуре уведомления и о мерах, которые необходимо предпринять при обнаружении утечки или выбросе продукта. Кроме обучения мерам обращения с пролитым продуктом на территории предприятия, персонал часто обучают и обеспечивают оборудованием для ликвидации аварий вне своей территории, например, при переворачивании автоцистерны при подъезде к предприятию.

.

Канализационные и опасные отходы. 

.

Терминалы могут обязать соблюдать и получать разрешения на спуск канализационных и масляных отходов в общественные или частные очистные сооружения. Кроме того, нормативные требования и инструкции компании регулируют хранение на территории и работу с опасными отходами, такими как асбестовая изоляция, остатки продуктов, полученными в результате очистки резервуара, а также загрязненные продукты. Рабочие должны пройти обучение таким операциям и знать о потенциальных опасностях возможного воздействия.

Хранение и обращение с СНГ.

Резервуары хранения.

.

СНГ хранится в крупных резервуарах производственных предприятий (нефтегазопромыслы, газовые установки и нефтеперерабатывающие заводы), а также на распределительных предприятиях, работающих с потребителями (терминалы и нефтебазы).

Наиболее распространенными методами хранения СНГ являются:

1) Под высоким давлением и обычной температуре. СНГ хранится в стальных резервуарах высокого давления (1,6 до 1,8 мРа) или в герметичных подземных скальных или соленых формациях.

2) Под давлением близком к атмосферному при низкой температуре. СНГ хранится в тонкостенных, теплоизолированных стальных резервуарах; в резервуарах из специального бетона, как подземных, так и наземных, а также в подземных криогенных резервуарах. Давление поддерживается на величине близкой к атмосферной (0.005 до 0.007 мРа) и температуре – для хранения СНГ в криогенных подземных резервуарах.

Емкости для хранения СНГ часто имеют или цилиндрическую (пулевую) форму для горизонтально установленных резервуаров (вместимостью от 40 до ) или сферическую форму (до ). Хранение с использованием охлаждения типично для емкостей, вместимость которых превышает .

Как горизонтальные резервуары, которые изготавливают на заводах, а затем доставляют к месту использования, так и сферические, которые изготавливают на месте, проектируются и изготавливаются в соответствии с жесткими спецификациями, формами и стандартами.

Величина давления в резервуарах не должна быть меньше чем давление паров СНГ, подлежащих хранению при максимальной рабочей температуре.

Резервуары для хранения пропан–бутановых соединений должны иметь проектное давление, соответствующее давлению паров 100% пропана.

Необходимо учитывать дополнительное давление, вызываемое гидростатическим давлением продукта при максимальном заполнении резервуара и частичное давление неконденсируемых газов в области парообразования. В идеале, резервуары для хранения сжиженных углеводородных газов должны проектироваться под полный вакуум. Если полный вакуум не обеспечивается, необходимо устанавливать предохранительные клапаны. Проектные решения должны так же включать предохранительные устройства регулировки давления, датчики уровня жидкости, датчики давления и температуры, внутренние отсечные задвижки, предохранители обратного тока жидкости и запорных клапанов превышения потоков жидкости. На резервуаре также могут быть установлены аварийные задвижки – отсечки при сбое оборудования и сигналы высокого уровня.

Горизонтальные резервуары размещают на поверхности и на возвышенностях, или закапывают в землю, обычно с подветренной стороны от существующих и предполагаемых источников возгорания. Если днище резервуара разорвется из–за превышения давления, корпус резервуара будет двигаться в противоположном взрыву направлении. Следовательно, желательно предусмотреть размещение наземного резервуара таким образом, чтобы его горизонталь шла параллельно важным объектам (а также, чтобы концевые точки не были направлены на важные объекты или оборудование). Другими факторами при установке резервуара является рельеф участка, доступность и возможности защиты и предотвращение от огня. Нормативные документы и кодексы определяют минимальные расстояния по горизонтали между резервуарами для хранения сжатых сжиженных углеводородных газов и прилегающими объектами, резервуарами и важными структурами, а также потенциальными источниками возгорания, включая обрабатывающие цеха, факелы, нагреватели, двигатели внутреннего сгорания и газовые турбины.

Дренаж и локализация пролитых продуктов являются важными соображениями в проектировании и эксплуатации зон расположения резервуаров для хранения жидких углеводородных газов, в отношении вывода пролитых продуктов на участки, где они будут представлять минимальную опасность для сооружений и окружающей среды. Дамбы и стоки могут быть использованы там, где пролитые продукты представляют потенциальную опасность другим резервуарам и населению. Резервуарные парки обычно не используют дамбы, но землю необходимо подготовить таким образом, чтобы пары и жидкости не накапливались под и вокруг резервуаров, и не подожгли резервуар в случае возгорания.

.

Баллоны.

СНГ для использования на бытовые нужды населения, как СНГ, так и СПГ хранятся в баллонах при температуре выше температуры горения, при нормальной температуре и давлении. Все типы баллонов СНГ и СПГ оборудованы защитными втулками, предохранительными и запорными колпачками.

Основные используемые типы баллонов потребительского газа следующие:

1) Баллоны с выводом паров (1/2 до 50 кг), используемые населением; большие баллоны обычно заряжаются или продаются на основе замены использованного на полный.

2) Баллоны вывода жидкости для зарядки малых потребительских, принадлежащих клиенту, перезаряжаемых баллонов.

3) Топливные баки транспортных средств, включая баллоны (40 кг), стационарно установленные как топливные баки на моторных транспортных средствах и используемые в горизонтальном положении, и промышленные грузовые баллоны, предназначенные для хранения, заполнения и обращения с ними в вертикальном положении, но работающие в горизонтальном положении.

.

Свойства углеводородных газов.

Согласно определению НТНА, воспламеняющимися горючими газами называются также газы, которые горят при нормальной концентрации кислорода в воздухе. Горение воспламеняющихся газов сходно с горением паров воспламеняющихся углеводородных жидкостей в том отношении, что обеим необходима температура углевозгорания определенной величины, а также в том, что оба продукта горят только в определенном диапазоне соотношения газ–воздух. Воспламеняющиеся жидкости имеют точку горения, которая является температурной величиной (всегда ниже температуры кипения жидкости), при которой жидкость испускает достаточное для возгорания количество паров. Для воспламеняющихся газов нет определенных точек горения, так как их нормальная температура выше точек кипения, даже в сжиженном состоянии, и, следовательно, они всегда имеют температуру сильно превышающую температуру точки горения.

Определение сжатым и сжиженным газам:

1) “Сжатыми газами являются также те, которые при нормальной атмосферной температуре внутри своих контейнеров, под давлением существуют только в газообразном состоянии”.

2) “Сжиженными газами являются те, которые внутри своих контейнеров находятся частично в жидком, частично в газообразном состоянии, а также находятся под давлением столь долго, сколь долго содержится в контейнере”.

Основным фактором, определяющим давление внутри емкости, является температура хранящейся внутренней жидкости. При контакте с атмосферным воздухом сжиженный газ очень быстро переходит в парообразное состояние, растекаясь по поверхности земли или воды, если только не рассеивается в атмосфере силой ветра или движением воздуха, вызываемого механизмами. При нормальной атмосферной температуре, примерно одна треть жидкости в контейнере обратиться в пар.

Воспламеняющиеся газы также подразделяются на топливные газы и промышленные газы. Топливные газы, включая природный газ (метан) и СНГ (пропан и бутан) сжигают в воздухе для производства тепла в печах, топках, водяных нагревателях и котлах. Горючие промышленные газы, такие как ацетилен, используется в производственных процессах, сварочных работах, резке и горячей обработке. Различие горючих свойств СПГ и СНГ показано в таблице 1.

.

Таблица 1. Типовые приблизительные характеристики горения сжиженных углеводородных газов.

.

Тип газа	Диапазон возгораемости (% газа в воздухе)	Давление пара (фунт на   при )	Нормальная точка кипения (єС)	Вес (фунты/галлон)	БТЕ на   .	Плотность (воздух = 1)
СПГ	4.5–14	1.47	–162	3.5–4	1,050	9.2–10
СНГ (пропан)	2.1–9.6	132	–46	4.24	2,500	1.52
СНГ (бутан)	1.9–8.5	17	–9	4.81	3,200	2.0

.

.

.

Факторы риска СПГ и СНГ.

.

Опасные свойства, присущие всем видам СПГ связаны с воспламеняемостью, химической реактивностью, температурой и давлением. Самым опасным фактором риска, связанным с СПГ является непредумышленный выброс газа из контейнеров (баллонов и резервуаров) и контакт с источниками возгорания.

Причиной выброса может стать неправильная работа контейнеров или клапанов, вызванная самыми различными причинами, такими как переполнение контейнера или избыточное давление в вентиляционных каналах во время расширения газа при нагревании.

Жидкая фаза СНГ имеет высокий коэффициент расширения; жидкий пропан расширяется в 16 раз, а бутан в 11 больше, чем вода при том же самом подъеме температуры. Это свойство необходимо принимать в расчет при заполнении контейнеров, оставляя пространство для парообразной фазы. Правильное количество, подлежащее заполнению, определяется рядом переменных, включая физико–химический состав, температуру на момент заполнения и ожидаемую температуру хранения, размер, тип (с теплоизоляцией или на поверхности).

Нормативные документы и кодексы установили допускаемые количества, известные как “плотность наполнения”, для отдельных газов или семейств газов со сходными свойствами. Плотность наполнения может быть дана в единицах веса и быть абсолютной или быть выражена объемом жидкости, который должен корректироваться в зависимости от температуры.

Максимальный объем резервуара СНГ высокого давления, которое можно заполнить жидкостью составляет 85% мощности резервуара при температуре  (менее при более высокой температуре). Так как СПГ хранят при низких температурах, емкости можно заполнять жидкостью на 90–95%. На всех емкостях устанавливаются предохранительные капаны сверхдавления, которые активизируются при величинах давления, связанных с температурой жидкости, превышающей нормальную атмосферную температуру. Если клапаны не могут снизить внутреннее давление до атмосферного, жидкость всегда будет иметь температуру выше точки кипения. Чистые сжатые и сжиженные углеводородные газы не коррозивны для стали и большинства жидких сплавов. Однако коррозия может быть серьезной проблемой, если газ имеет серные компоненты и примеси.

СНГ в 1,5–2 раза тяжелее воздуха, и при попадании в воздух имеет тенденцию быстро рассеиваться вдоль поверхности земли или воды и собирается в низинах. Однако, как только газ будет разбавлен воздухом и образует воспламеняющуюся смесь, ее плотность, как правило, равна плотности воздуха, и она рассеивается в пространстве. Ветер значительно снижает расстояние рассеивания любых объемов утечки. Реакция СПГ на смешение с воздухом отличается от реакции СНГ. Так как природный газ имеет низкую плотность паров (0,6), он будет быстрее смешиваться и рассеиваться в открытом воздухе, снижая вероятность формирования воспламеняющейся смеси с воздухом. Природный газ скапливается в закрытых пространствах и образует облако пара, которое может воспламениться. На рис. 2 показано, как облако пара сжиженного природного газа распространяется по ветру в различных ситуациях при выбросах.

.

Рис. 2. Облако пара СПГ распространяется под действием ветра от различных пунктов утечки.

(скорость ветра 8.05 км/ч)

.

.

     

––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––     
Несмотря на то, что СПГ бесцветен, при утечке в воздух его пары различимы из–за конденсации и замерзания водяных паров, содержащихся в атмосфере, в которую попали пары газа. Это может не произойти, если пары имеют температуру близкую к температуре окружающего воздуха, а давление относительно низкое. Имеются приборы, которые способны обнаружить наличие утечки СПГ и подать сигнал тревоги уже на довольно низких уровнях в 15–20% от нижней границы воспламеняемости (НГВ). Эти приборы могут также блокировать все операции и активировать системы гашения, если концентрация газа в жидкости достигает 40–50% (сжиженное жидкое топливо). Некоторые промышленные предприятия используют принудительную вентиляцию для того, чтобы держать концентрацию утечки топливо–воздух ниже нижней границы воспламеняемости. Котельные и печные форсунки также могут иметь устройства автоматического прекращения подачи газа, если пламя потухло.

Утечки СПГ из емкостей и резервуаров можно свести к минимуму применением устройств контроля и ограничения потока газа. При компрессии и утечке СПГ будет вытекать из емкости при низком отрицательном давлении и низкой температуре, поэтому при выборе материалов для изготовления емкостей и задвижек, необходимо учитывать температуру самоохлаждения продукта. При низком давлении для того, чтобы предотвратить снижение прочности металла под воздействием низких температур, которое может повлечь разрыв корпуса и сбои в работе задвижек. 

СПГ может содержать воду как в своей жидкой, так и в газообразной фазе.

Водяные пары могут насытить газ в строго определенных количествах при данных температуре и давлении. При изменении температуры и давления, или если содержание водных паров превышает границу парообразования, вода конденсируется. Это может вызвать создание ледяных пробок в клапанах и регуляторах, и также сформировать кристаллы углеводородных гидратов в трубопроводах, устройствах и другом оборудовании. Эти гидраты можно разрушить подогревом газа, снижением давления газа или вводом продукта, такого как метанол, который сжижает давление водяных паров.

Существуют различия в характеристиках сжатых и сжиженных газов, которые необходимо принимать во внимание при решении вопросов безопасности, здоровья и противопожарной защиты. В качестве примера в таблице 3 приводятся различия в характеристиках газа и СПГ. 

.

Таблица 3. Сравнительные характеристики сжатых и сжиженных газов

.

Тип газа	Диапазон воспламеняемости (% газа в воздухе)	Скорость выброса тепла (БТЕ/гал)	Условия хранения .	Риск для здоровья	Опасность возникновения пожара
Сжатый природный газ	5.0–15	19,760	Воспламеняющийся газ	Удушающий; сверхдавление	Газообразный в диапазоне 2,400–4,000
СПГ	4.5–14	82,450	Воспламеняющийся газ расширяется в соотношении 655:1; БЛИВ	Удушающий; криогенная жидкость	Жидкость в диапазоне давления 40–140 фунтов на квадратный дюйм

         
–––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––     
Потенциальные опасности для здоровья, связанные с СУГ (Сжиженными углеводородными газами).

.

Основным профессиональным повреждением при обращении СУГ является опасность обморожения кожного покрова и глаз при контакте с жидкостью во время операций обработки и хранения, включая взятие проб, проведения замеров, закачку, прием и отгрузку. Также, как и другие топливные газы при нарушении технологии сжигания, сжатые и сжиженные углеводородные газы, выделяют нежелательные объемы окиси углерода. 

При атмосферном давлении и низкой концентрации, сжатые и сжиженные углеводородные газы, как правило, не токсичны, но они, являясь асфиксиантами – вытесняют кислород (воздуха), попадая в закрытые и ограниченные пространства. Если сжатые или сжиженные углеводородные газы содержат сернистые соединения, особенно гидроген сульфид, они могут быть токсичными. Так как СУГ не имеют цвета и запаха, защитные меры для облегчения обнаружения утечек включают добавление одорантов, таких как меркаптан, в потребительский топливный газ. Необходимо выполнять правила техники безопасности для защиты рабочих от воздействия меркаптанов и других присадок при их хранении и впрыскивании. Воздействия паров СНГ в концентрациях, равных или выше уровня ГУВ может вызвать депрессию общей центральной нервной системы, сходную с воздействием анестезирующих газов или интоксикантов.

.

Пожарная опасность СУГ.

Сбой в работе емкости, содержащей сжиженные газы (СПГ и СНГ) представляет собой более серьезную опасность, чем отказ в работе контейнеров, содержащих сжатый газ, так как при выбросе вытекает большее количество газа. Сжиженные газы реагируют на нагрев иначе, чем сжатые, потому что они являются двухфазовыми (жидкость–пар) продуктами. Во время поднятия температуры давление пара жидкости увеличивается, что приводит к росту давления внутри контейнера. Сначала расширяется паровая фаза, затем следует расширение жидкости, которая сжимает пар. Проектное давление резервуаров СУГ, следовательно, принимается близким к давлению газа при максимально возможной температуре окружающей среды.

При воздействии огня на резервуар со сжиженным газом, может возникнуть серьезная ситуация, если позволить нагреться металлу в пространстве, занимаемом паром. В отличие от жидкой фазы паровая фаза адсорбирует немного тепла. Это позволяет металлу быстро нагреваться до достижения кристаллической точки, при которой произойдет мгновенное, катастрофическое разрушение резервуара взрывом. Это явление известно – как БЛИВ. Величина БЛИВа зависит от объема обращенной в пар при разрушении резервуара жидкости, размеров фрагментов резервуара, расстояние, которое они пролетели и от зоны поражения. Резервуары СНГ, не имеющие теплоизоляции можно защитить от БЛИВа применением водяного охлаждения к тем частям резервуара, где газ находится в паровой фазе (но не в контакте с СНГ).

Другие более распространенные факторы риска, связанные со сжатыми и сжиженными углеводородными газами, включают разряды электростатического электричества, взрывы при сгорании газа внутри резервуара, мощные взрывы в открытом воздухе и небольшие утечки из уплотнителей насосов, резервуаров, клапанов, труб, шлангов и соединений.

1. Электростатические заряды могут генерироваться во время прохождения СУГ по трубам, при загрузке и разгрузке, при смешении и фильтрации, а также во время очистки резервуара.

2. Внутренние тепловые взрывы возникают в результате утечки газа или пара в замкнутые пространства или сооружения, когда при смешивании с воздухом образуется воспламеняющаяся смесь. Когда воспламеняющиеся смеси входят в контакт с источником возгорания, они горят моментально и быстро, производя экстремальную температуру. Очень горячий воздух быстро расширяется, вызывая значительное повышение давления. Если пространство или структура недостаточно прочны, чтобы сдержать давление, возникает внутренний тепловой взрыв.

3. Возгорание происходит, когда отсутствует удержание выходящих газов и паров, или возгорание происходит, когда произошел выход небольших количеств газа.

4. Мощные взрывы вне резервуаров происходят, когда крупная авария на резервуаре приводит к выбросу большого облака паров газа, которое воспламеняется, не успев рассеяться.

Контроль источников возгорания в опасных зонах является важным условием безопасного обращения со сжатыми и сжиженными углеводородными газами.

Этого можно достичь, внедрив систему выдачи разрешений на проведение и контроль горячих работ, выделением мест для курения, регламентируя работы моторных транспортных средств, двигателей внутреннего сгорания иного назначения, а также использования открытого огня в зонах транспортировки, хранения или работы со сжатыми и сжиженными углеводородными газами.

Другие меры защиты включают использование сертифицированного электрического оборудования и систем заземления, рассеивания и нейтрализации от электростатического электричества.

Лучшим средством уменьшения риска возгорания вытекающих сжатых или сжиженных углеводородных газов является остановка утечки или откачка поступления продукта, если это возможно. Несмотря на то, что большинство СНГ превращается в пар при контакте в воздухе, СНГ с низкой величиной давления парообразования, такие как бутан, и даже некоторые СНГ с высокой величиной давления парообразования, такие как пропан, не будут рассеиваться, если низка температура окружающей среды. Нельзя подавать воду на скопления этих газов, так как это создаст турбулентность и увеличит скорость парообразования. Парообразование скопления вытекшего газа можно контролировать обработкой пеной. Вода, если ее правильно направить на пропускающую задвижку или на небольшой разрыв в корпусе резервуара, может замерзнуть при контакте с холодным СНГ и блокировать утечку.

Предотвращение возгорания СНГ требует охлаждения резервуаров и емкостей водой, чтобы не допустить их нагревания. В то время как горение сжатых и сжиженных углеводородных газов можно ликвидировать с помощью огнетушителей, распыления воды или сухого порошка, часто бывает более рационально позволить продукту выгореть, контролируя этот процесс таким образом, чтобы не сформировалось горючее взрывоопасное облако пара и не произошло повторное возгорание, если утечка газа продолжается уже после ликвидации пожара.

.

.

Утверждено Учредителем Компании «ГазТрансНефть» С.И. Шабулдаев

.